Спосіб підготовки метановмісного газу вугільних родовищ для використання в теплових двигунах

Корисна модель стосується теплоенергетики, теплофікації та гірської справи і може бути використана для комбінованого вироблення теплової та електричної енергії на шахтних підприємствах для комунального теплоелектропостачання. Найбільш перспективними технологіями утилізації газу вугільних родовищ з метою одержання енергії є когенераційні технології на основі використання теплових двигунів. Але в більшості випадків газ вугільних родовищ містить недостатню кількість метану, що утруднює його використання без попереднього збагачення. Крім того, газ вугільних родовищ містить багато забруднень. Тому при його використанні в теплових двигунах потрібна система підготовки газу, яка, крім збагачення, передбачає його очищення. Відомий спосіб підготовки газу вугільних родовищ для використання в тепловому двигуні [Європейський патент GB 1224778, 1971-03-10], який обраний за прототип. В цьому способі використовують бідний ветиляційний газ з вугільних виробок. Газ подають в камеру, куди одночасно для збагачення бідного газу подають газ, видобутий з вугільних пластів, з більшим вмістом метану. Збагачений газ очищують від твердих часток з допомогою фільтра. Очищений газ подають в компресор газотурбінної установки. Прототипу притаманні суттєві недоліки, які, по-перше, пов'язані з типом двигуна, який розглядається в прототипі. Дослідження показують, що найбільш прийнятним тепловим двигуном для енергетичного використання газу вугільних родовищ є газопоршневий двигун (ГПД). ГПД більш ефективний, більш маневровий і більше відповідає умовам на шахтних підприємствах. Але він висуває і більші вимоги до підготовки газу вугільних родовищ до використання як паливного газу. Це стосується по-перше ступеня необхідного збагачення газу. Для газопоршневого двигуна, внаслідок відмінності процеса спалення від такого в ГТУ, необхідна більш висока ступінь збагачення, ніж для ГТУ. Тому питання про величину концентрації метану в газі для збагачення основного палива і достатність газу з вугільних пластів для збагачення паливного газу при використанні газу в ГПД більш серйозне , і система збагачення потребує резервування, яким може бути природний газ з магістралі. Недоліком прототипу є й те, що відібраний для використання газ вугільних родовищ в багатьох випадках має високу ступінь вологості. Відносна вологість шахтного газу може сягати 100% при достатньо високій температурі (близько 40°С) і, крім великого паровмісту, газ може містити краплинну вологу. В прототипі не передбачені заходи при використанні такого газу. При такій вологості очистка тільки від твердих часток є недостатньою для використання в теплових двигунах. Вологість в краплинній формі, як і тверди частки, негативно впливатиме на компресор, викликаючи ерозійний знос його лопатей. Одночасна очистка від твердих часток й краплинної вологи не може бути виконаною з допомогою фільтрів, які застосовуються в прототипі і які придатні тільки для сухого газу. Крім того, при великій вологості необхідно не тільки позбавитись від краплинної вологи, але й суттєво знизити відносну вологість газу (наприклад, газопоршневі двигуни, які є найбільш перспективними для використання в шахтни х підприємствах, вимагають для експлуатації зниження відносної вологості до величини, яка не перевищує 80%). Це теж не передбачено в прототипі. В основу корисної моделі поставлено задачу удосконалення способу підготовки газу вугільних родовищ з урахуванням його можливої високої вологості для використання в теплових двигуна х (газопоршневих двигунах) з метою впровадження новітніх когенераційних те хнологій використання палива. Поставлена задача вирішується тим, що в способі підготовки метановмістного газу вугільних родовищ, який газопроводами подають з шахтних виробок для використання в теплових двигунах вн утрішнього згоряння, шляхом збагачення його газом з високим вмістом метану і очищення від пилу, згідно корисної моделі, вологий метановмістний газ дегазації розробляємих вугільних пластів з свердловин, пробурених з підземних виробок, відібраний для використання як паливний газ в газопоршневих двигунах, збагачують газом з техногенних свердловин або природним газом з магістралі до 25% вмісту метану, знижують його паровміст шляхом охолодження і конденсації пари, очищують від тверди х часток та краплинної вологи одночасно і нагрівають для зниження відносної вологості до величини не більше 80% при температурі не більше 40°С, після чого паливний газ подають в циліндри двигунів. В корисній моделі запропонована підготовка для використання в двигунах як паливного газу метановмістного газу дегазації розробляємих вугільних пластів з свердловин, пробурених з підземних виробок. Цей газ містить більше метану, ніж шахтний газ зі штреків (до 18%) при достатньому для використання дебіті, що дозволяє зменшити ступінь подальшого збагачення за рахунок газу з техногенних свердловин з високим вмістом метану або природного газу з магістралі. Збагачення паливного газу з підземних свердловин, який при подачі в систему газопідготовки містить коло 18% метану, до 25%-ої місткості метану є необхідним. Саме на таку концентрацію метану в газі розраховані газопоршневі двигуни. Джерелом для збагачення паливного метану є газ з техногенних свердловин, який містить до 90-95% метану. Використання природного газу з магістралі для збагачення планується як резерв на випадок нестачі газу з поверхневих свердловин. Зниження паровмісту паливного газу шляхом охолодження і конденсації пари є необхідним для подальшого зниження відносної вологості газу. Очищення паливного газу від твердих часток розміром більше 5мкм та краплинної вологи одночасно є необхідною вимогою для використання в двигунах. Очи щення від краплинної вологи, крім того, необхідне для подальшого зниження відносної вологості газу. Нагрівання газу після його очищення від краплинної вологи необхідне для зниження його відносної вологості до величини меншої 80%, що є вимогою використання газопоршневих двигунів. При цьому температура газу не повинна перевищува ти 40°С, що також є вимогою використання газопоршневих двигунів. Суть корисної моделі пояснюється кресленням, на якому зображена принципова схема підготовки шахтного газу для використання в газопоршневих двигунах. Вологий метановмістний газ дегазації розробляємих вугільних пластів з свердловин, пробурених з підземних виробок, з температурою, яка може сягати 40°С, і відносною вологістю, яка може сягати 100% з можливою краплинною вологістю, призначений для використання як паливний газ в газопоршневих двигунах, який містить близько 18% метану, збирають в колекторі паливного газу 1, куди одночасно подають для збагачення газ з техногенних свердловин з високим вмістом метану (90-95%) або, в разі його нестачі, природний газ з магістралі (пунктирна лінія на кресленні). З колектора збагачений паливний газ подають в охолодник 2, який одержує холодильний агент з холодильної машини 3. В охолоднику знижують температуру паливного газу з метою зменшення паровмісту газу шляхом кондесації пари. Системою автоматики й регулювання, яка аналізує стан газу перед охолоджувачем, обирається така температура охолодження, при якій одержаний після охолодження паровміст газу дозволить при подальшій обробці досягти перед двигуном відносної вологості газу менше 80%, що відповідає вимогам розробників газопоршневих двигунів. Газ після охолоджувача подають для очистки від твердих часток і краплинної вологи в циклон 4, звідкіля очищений газ, який має 100%-у відносну вологість, але суттєво зменшений паровміст, направляють в нагрівач 6, а конденсовану вологу разом з твердими частками - в бак дегазації 5 і з нього в каналізацію. В нагрівачі 6 паливний газ нагрівають до температури, при якій відносна вологість газу стає меншою 80%. При цьому температура газу не повинна перевищувати 40°С (вимога розробників газопоршневих двигунів). Після нагрівача паливний газ, який вже відповідає всім вимогам, направляють в циліндри двигунів 7. Продукти спалення з двигунів направляють в котел-утилізатор 9. Теплота для нагрівача 6 поступає з системи охолодження двигунів, а енергія для холодильної машини 3 - від електрогенера 8.